电力设备与新能源年月日买入维持评级行业年度报告新能源与电力设备组分析师：宇文甸（执业分析师：姚遥（执业虽然群雄逐鹿战，唯有强者立巅峰行业观点储能成本大幅下降叠加降息影响，大储&工商业储能确定性高增长。2023年海外天然气价格回落、贷款利率上升对边际需求产生诸多不利影响，但从装机来看储能仍实现高速增长，展望2024年，储能成本大幅下降、项目收益率提升，再叠加美国降息预期，全球储能装机有望继续实现高速增长，我们预计2023-2024年全球储能新增装机分别为94.6、173.4GWh，同比增长101%、83%。大储装机分别为74.0、138.0GWh，同比增长111%、86%；工商业储能分别为6.2、14.4GWh，同比增长107%、132%；户储分别为14.4、21.0GWh，同比增长60%、46%。中国：消纳压力推高配储要求，预计2024年储能新增装机70.4GWh。今年各省发布文件要求上调新能源配储比例，部分分布式装机大省首次明确要求分布式光伏需配储，测算2024年全国平均配储比例为12.0%，配储时长2.3小时。保守假设2024年光伏、风电新增装机分别为180、75GW，我们预计2024年装机有望达到30.6GW/70.4GWh，同比增长69%/91%。考虑到光伏和储能成本的同步下降，配储比例提高后光储收益率仍可观，以光伏、储能建设成本3元/W、1元/Wh测算，当光伏配储比例提升至30%2h时，国内绝大多数省市光储收益率仍有8%以上。此外随着更高比例风光进入电力市场交易，存量/新增储能电站利用率有望提升。美国：利率见顶+成本下降，需求增长提速，预计2024年大储新增装机38GWh。2023年前三季度美国大储新增装机4.4GW/13.4GWh，同比增长41%/46%。根据测算，当储能建设成本从0.2美元/Wh下降至0.18美元/Wh时，项目收益率可至少提升5pct，同时贷款利率每下降100个基点，项目收益率将提升1.4pct。我们判断1H24随着碳酸锂价格加速见底，以及美联储降息政策的逐步落地，储能电站IRR有望得到显著改善，装机增速有望超预期，预计2023-2024年美国大储新增装机分别为21、38GWh，同比增长72%、81%。欧洲：电网侧储能项目大规模落地，需求有望超预期，户储去库结束出货增速有望转正。今年以来欧洲各国针对大型储能的相关支持政策及招标速度明显加快，根据欧洲储能协会预测，2024年欧洲新增装机将达到5.3GW，同比增长41%。我们预计2023-2024年欧洲户储新增装机分别为9.4、13.0GWh，同比增长72%、38%，随着库存逐步下降至合理状态，叠加2Q24欧洲装机旺季的到来，有望推动户储出货恢复同比增长。储能企业收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强。随着电芯供给释放、储能市场竞争加剧，各公司收入增速及盈利能力明显出现分化，海外订单获取能力强的公司量、利增长显著。我们认为现阶段降价及去库加快行业出清，未来具有全球业务布局、垂直一体化产业链及良好的可融资性能力背书的企业将在市场份额和盈利能力上更具优势。投资建议大储及工商业储能2024年装机确定性高增，且降息背景下仍有超预期空间，同时2024年海外大储系统集成商仍可享受碳酸锂降价红利，国内集成商及PCS公司盈利已处于底部，但出清尚需时日，重点看好：海外出货占比高且具有垂直一体化制造能力的头部储能系统集成商，以及海外出货占比高的PCS企业。户储方面重点关注海外库存&出货逐季度边际改善带来的估值修复机会。核心推荐组合：阳光电源、阿特斯、宁德时代、盛弘股份、禾望股份（完整组合详见正文）。风险提示国际贸易环境恶化风险；汇率大幅波动风险；政策不及预期风险；行业产能非理性扩张的风险。敬请参阅最后一页特别声明1扫码获取更多服务行业年度报告内容目录1、中美欧大储确定性高增，海外户储复苏可期.......................................................51.1中国：消纳问题推高新能源配储比例，预计2024年装机有望达到70.4GWh.......................51.1.1大储：新能源配储政策要求提高，原材料降价后光储收益率可观..........................51.1.2工商业储能：分布式消纳压力促储能强配，多地中午谷电推高收益率......................81.1.3大储、分布式配储比例提升，预计2024年装机有望达到30.6GW/70.4GWh.................111.2美国：原材料价格成“双刃剑”，24年表前表后需求有望共振向上............................121.2.1大储：观望情绪下装机仍实现高增，利率见顶需求预期边际向好.........................121.2.2户储：受到利率影响更大，明年需求有望迎来拐点.....................................151.3欧洲：大储政策、招标迎来爆发，户储去库结束出货有望恢复增长.............................172、收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强....................................................192.1储能系统集成商：国内外盈利差扩大，头部企业强者恒强.....................................192.2逆变器：行业洗牌期马太效应显现，海外库存压力有望逐季度改善.............................223、投资建议....................................................................................224、风险提示....................................................................................23图表目录图表1：全球储能新增装机及预测（分国家，GWh）..................................................5图表2：全球储能新增装机及预测（分场景，GWh）..................................................5图表3：预计2023年中国新型储能装机18.8GW/38.3GWh..............................................5图表4：2023年上半年国内新型储能新增装机类型...................................................5图表5：2023年上半年储能招标项目的应用分布.....................................................6图表6：储能系统加权平均中标价格持续下降（元/Wh）..............................................6图表7：2023年各地提高新能源项目的配储要求.....................................................6图表8：光伏组件集采中标价格已降至1.1元/W.....................................................7图表9：光伏EPC集采中标价格已降至2.5-3元/W...................................................7图表10：不同光照条件及上网电价下光伏配储比例为30%2h时电站收益率测算.........................7图表11：光伏建设成本与配储比例对收益率影响的敏感性测算........................................7图表12：2023年各地要求分布式光伏配置储能......................................................8图表13：河南省分布式光伏承载力评估结果显示可开发容量仅剩下8.58GW..............................8图表14：多个省份在光伏主要出力时段设置低谷电价................................................9图表15：浙江1,7,8,12月份峰谷时段.............................................................9敬请参阅最后一页特别声明2扫码获取更多服务行业年度报告图表16：浙江其他月份峰谷时段..................................................................9图表17：“两充两放”地区工商业储能项目假设......................................................10图表18：“两充两放”地区工商业储能项目税后IRR..................................................10图表19：山东夏季峰谷时段.....................................................................10图表20：山东春季峰谷时段.....................................................................10图表21：“一充一放”地区工商业储能项目假设......................................................10图表22：“一充一放”地区工商业储能项目税后IRR..................................................10图表23：储能建设成本1.3元/Wh时对应各地区税后全投资IRR......................................11图表24：预计2024年中国储能装机为30.6GW/70.4GWh..............................................11图表25：预计2024年中国新能源项目平均配储比例为13%...........................................11图表26：2018-2023H1美国储能新增装机（GWh）...................................................12图表27：1H23美国储能新增装机分布（GWh）......................................................12图表28：美国2010-2023YTD大储新增装机（MW）..................................................13图表29：美国2010-2023YTD大储新增装机（MWh）.................................................13图表30：2021-2023年电池级碳酸锂价格持续下跌..................................................13图表31：2023年美国浮动贷款利率上升至近几年新高...............................................13图表32：储能建设成本与贷款利率对大储收益率影响的敏感性测算...................................13图表33：2022年美国储能项目并网周期有所增长...................................................14图表34：2023年加州申请并网项目大规模爆发（GW）...............................................14图表35：FERC2023号令针对并网拥堵的改革举措...................................................14图表36：美国新增光伏的储能配置率提升（GW）...................................................14图表37：美国新增大型储能装机分布（GWh）......................................................14图表38：预计2024年美国光伏新增装机为45GW....................................................15图表39：预计2024年美国大储新增装机为38GWh...................................................15图表40：美国户用光伏的储能渗透率（季度）.....................................................15图表41：美国终端客户户储安装的驱动因素.......................................................15图表42：美国平均居民电价最高的州（美分/kWh）.................................................15图表43：美国平均居民电价持续上涨（美分/kWh）.................................................15图表44：加州净计量电价收费机制（NEM）........................................................16图表45：2022年美国户用光储安装成本中位数4.9美元.............................................16图表46：加州NEM3.0有望提升光伏+储能安装积极性...............................................16图表47：加州户用光储系统度电成本测算.........................................................16图表48：2022年欧洲新增储能装机分布（MW）.....................................................17图表49：2022年欧洲表前储能新增装机市场（MW）.................................................17图表50：2023年欧洲发布多项储能支持政策，从顶层架构层面强调新型储能的重要作用.................17敬请参阅最后一页特别声明3扫码获取更多服务行业年度报告图表51：今年以来欧洲各国大储规划及建设加速...................................................17图表52：英国公用事业规模储能项目Pipeline持续增长（MW）......................................18图表53：预计2024年欧洲新增大型储能装机达到5.3GW，同比增长41%（MW）.........................18图表54：2023年欧洲居民电价从高位回落.........................................................19图表55：预计2024年欧洲户储新增装机13GWh.....................................................19图表56：2023年欧洲新增户用光伏中储能安装率达到20%以上.......................................19图表57：2H23逆变器出口欧洲金额同比下降（亿元）...............................................19图表58：储能系统集成商盈利能力出现分化.......................................................20图表59：2023年上半年储能系统中标企业中大部分具备垂直一体化制造能力（MWh）....................20图表60：2022年储能系统集成商可融资性能力排名.................................................21图表61：今年以来国内上市公司海外大储订单需求旺盛.............................................21图表62：2Q23-3Q23大部分逆变器公司收入增长承压（亿元）........................................22图表63：2023年逆变器公司毛利率基本保持稳定...................................................22图表64：2023年上能电气逆变器毛利率保持稳定...................................................22图表65：2023盛弘股份储能PCS毛利率同比下降...................................................22图表66：2022年全球储能系统集成商市场份额.....................................................23图表67：全球主要市场储能系统集成商出货前三...................................................23图表68：储能相关公司估值表（截至2023年12月22日）..........................................23敬请参阅最后一页特别声明4扫码获取更多服务行业年度报告1、中美欧大储确定性高增，海外户储复苏可期2023年海外天然气价格回落、贷款利率上升对边际需求产生诸多不利影响，但从装机来看储能仍实现高速增长，展望2024年，储能成本大幅下降、项目收益率提升，再叠加美国降息预期，全球储能装机有望继续实现高速增长，我们预计2023-2024年全球储能新增装机分别为94.6、173.4GWh，同比增长101%、83%。大储装机分别为74.0、138.0GWh，同比增长111%、86%；工商业储能分别为6.2、14.4GWh，同比增长107%、132%；户储分别为14.4、21.0GWh，同比增长60%、46%。图表1：全球储能新增装机及预测（分国家，GWh）图表2：全球储能新增装机及预测（分场景，GWh）来源：中关村储能产业技术联盟、伍德麦肯兹、SPE、EASE，国金证券研究所来源：中关村储能产业技术联盟、伍德麦肯兹、SPE、EASE，国金证券研究所1.1中国：消纳问题推高新能源配储比例，预计2024年装机有望达到70.4GWh1.1.1大储：新能源配储政策要求提高，原材料降价后光储收益率可观根据中关村储能产业技术联盟不完全统计，2023年1-10月国内储能新增装机规模约为12.8GW/26.0GWh，我们预计2023年国内储能新增装机规模有望达到18.1GW/36.8GWh，同比增长158%/141%。从装机类型来看，表前大储（电网侧和电源侧）仍是国内装机绝对主力，上半年电网侧、电源侧及用户侧储能分别占装机56%、42%、2%，其中电网侧94%为独立储能，电源侧98%为新能源（风光）配储项目，用户侧87%为工商业储能。图表3：预计2023年中国新型储能装机18.8GW/38.3GWh图表4：2023年上半年国内新型储能新增装机类型来源：中关村储能产业技术联盟，国金证券研究所来源：中关村储能产业技术联盟，国金证券研究所电网侧和电源侧项目投资方大多数为大型发电企业，主要是为了满足各地新能源配储的政策要求。随着风光装机规模的增长，国内储能招投标规模持续放量。根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，2023年上半年共追踪到276家企业发布的466条招标信息，招标规模合计18.3GW/64.4GWh，其中集采/框采项目规模达到21.6GWh，主要由央企及地方国企主导。根据EESA统计，2023年1-11月储能系统中标累计规模已达到12.94GW/31.55GWh。随着敬请参阅最后一页特别声明5扫码获取更多服务行业年度报告年底碳酸锂供需的走弱，系统中标价格呈现加速下跌的趋势，11月国内2小时磷酸铁锂电池储能系统加权平均中标价格降至0.8元/Wh，较年初均价下降46%。图表5：2023年上半年储能招标项目的应用分布图表6：储能系统加权平均中标价格持续下降（元/Wh）来源：中关村储能产业技术联盟，国金证券研究所来源：北极星储能网、中关村储能产业技术联盟，国金证券研究所新能源消纳压力下储能配置比例有望提升。今年国内风光创历史的并网规模使得不少省份电网消纳压力陡增，未来新能源项目配置更高比例储能已成为必然的发展趋势。根据我们统计，国内至少有8省市要求提高对新能源项目的配储比例/时长，同时大部分省份的市场化并网项目选择将配储比例/时长作为竞争性配置条件之一，要求适度提高市场化项目储能配置比例，并按照竞配比例从高到低的原则安排新建项目，“内卷”之下新增项目的储能配置比例或有较大提升空间。图表7：2023年各地提高新能源项目的配储要求省份时间文件集中式光伏配储政策内蒙古2022年12《支持新型储能发展若干政策新建保障性并网新能源项目，配储原则上不低于新能源项目装机容量15%，时月19日（2022—2025年）的通知》长2小时以上；新建市场化并网新能源项目，配储原则上不低于新能源项目装机容量15%，时长4小时以上。山东2022年12《2022年市场化并网项目名包含光伏6.93GW及配套储能2.7GW/5.5GWh，配储比例高达42%。其中2.15GW/4.34GWh和配套的光伏将于2024年底前并网。月21日单》《2022年第二批光伏/风电发光伏项目承诺配储比例平均值为13.5%，风电项目承诺配储比例平均值为安徽1月9日电项目建设规模竞争性配置中26.5%。选结果公示》西藏1月16日《关于促进西藏自治区光伏产保障性并网项目配置储能规模不低于项目装机容量的20%，储能时长不低于4业高质量发展的意见》小时。广西5月4日《广西新型储能发展规划市场化并网陆上风电和光伏发电项目分别要求按照项目装机容量的20%、15%（2023—2030年）》比例配建新型储能设施，时长不低于2小时。甘肃定西7月10日《“十四五”第二批临洮县5要求储能不低于项目规模的15％，储能设施要求连续储能时长均不低于2小万千瓦集中式光伏发电项目竞时，鼓励选择效率更好的集中式电网侧储能方式。争性配置公告》甘肃8月15日《关于集中式新能源项目储能“十四五”第二批风光项目原则上河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武配置有关事项的通知》威）按15%、4小时，中东部地区按10%、2小时配置储能。《关于探索开展新能源项目竞2023年风电和集中式光伏按照20%/2小时（2.5小时）配置储能容量，作为基湖北10月22日争性配置的通知》础条件；基础配储容量之外自愿提高配储比例，作为竞争条件。省能源局依据项目竞配比例从高到低安排新建项目。内蒙古11月7日《内蒙古自治区新能源倍增行力争2023-2025年每年完成新增新型储能并网3GW。动实施方案》吉林11月15日《新型储能建设实施方案（试2023年起新增新能源项目原则上按15%装机规模配置储能，充电时长2小时以行）》上；市场化并网新能源项目，配建新型储能的容量比例和时长适度加大。敬请参阅最后一页特别声明6扫码获取更多服务行业年度报告来源：各省市政府部门、北极星储能网，国金证券研究所光储成本下降让出利润空间，配储比例提高后光储收益率仍可观。根据近期光伏集采开标情况来看，头部组件企业报价已跌至1.1元/W，较年初下降0.8元/W，光伏EPC报价区间跌至2.5-3元/W，较年初下降1元/W。假设储能电站仅用来辅助光伏参与市场化交易（此收益体现在光伏发电收入中），并不产生其他额外收入，考虑到光伏和储能成本的同步下降，光伏、储能建设成本分别按照3元/W、1元/Wh测算，当光伏配储比例提升至30%2h时，国内绝大多数省市光储收益率仍有8%以上。若光伏建设成本进一步下跌至2.4元/W，则配储比例50%2h时仍有9%以上的项目收益率。图表8：光伏组件集采中标价格已降至1.1元/W图表9：光伏EPC集采中标价格已降至2.5-3元/W来源：北极星太阳能光伏网，国金证券研究所来源：北极星太阳能光伏网，国金证券研究所图表10：不同光照条件及上网电价下光伏配储比例为30%2h时电站收益率测算上网电价光伏年平均利用小时数（h）（元/kWh）1000110012001300140015001600170018000.26-3.0%-0.6%1.8%12.4%15.5%18.8%0.28-1.1%1.4%4.1%4.3%6.9%9.6%16.2%19.8%23.8%0.300.7%3.5%6.5%20.4%24.6%29.3%0.322.6%5.7%8.9%6.9%9.8%12.9%24.9%29.9%35.4%0.344.5%7.9%11.5%29.9%35.8%42.3%0.366.5%10.2%14.3%9.6%12.9%16.5%35.4%42.3%49.9%0.388.5%12.7%17.2%41.5%49.4%58.3%0.4010.6%15.3%20.4%12.4%16.2%20.4%48.1%57.3%67.7%0.4212.9%18.0%23.8%55.4%66.1%78.3%0.4415.3%20.9%27.4%15.5%19.8%24.6%63.4%75.8%90.2%18.8%23.8%29.3%22.3%28.0%34.4%26.2%32.6%39.9%30.3%37.6%46.0%34.7%43.1%52.6%来源：国金证券研究所测算（假设光伏建设成本3元/W，储能建设成本1元/W，自有资金30%，贷款利率3.5%，仅考虑光伏发电收入）图表11：光伏建设成本与配储比例对收益率影响的敏感性测算光伏建设成本10%15%20%25%配储比例2h35%40%45%50%（元/W）23.8%21.1%18.8%16.7%30%13.2%11.7%10.3%9.1%2.418.8%16.7%14.9%13.2%14.9%10.3%9.1%7.9%6.9%2.614.9%13.2%11.7%10.3%11.7%7.9%6.9%5.9%5.0%2.811.7%10.3%9.1%7.9%9.1%5.9%5.0%4.1%3.3%3.09.1%7.9%6.9%5.9%6.9%4.1%3.3%2.5%1.8%3.26.9%5.9%5.0%4.1%5.0%2.5%1.8%1.1%0.5%3.45.0%4.1%3.3%2.5%3.3%1.1%0.5%-0.1%-0.7%3.63.3%2.5%1.8%1.1%1.8%-0.1%-0.7%-1.3%-1.8%3.80.5%来源：国金证券研究所测算（假设储能电站价格1元/W，上网电价0.26元/kWh，年利用小时数1400h，自有资金30%，贷款利率3.5%，仅考虑光伏发电收入）更高比例风光进入电力市场交易，储能电站利用率有望提升。11月21日，广东省能源局、国家能源局南方监办发布《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》，要求2024年220kV及以上的风光电站全部参与现货市场交易，年用电量500万千瓦时及以上的工商业用户原则上直接参与市场交易。根据海外成熟电力市场经验，虽然短期市场化交易可能会使得风光收益率承压，但长期看可充分发挥风光的低边际成本优势，进而提升新能源消纳敬请参阅最后一页特别声明7扫码获取更多服务行业年度报告能力。同时电力市场交易产生的电价波动风险，也会使得投资者更加重视储能的削峰填谷作用，有望提升存量/新增储能电站的利用率。1.1.2工商业储能：分布式消纳压力促储能强配，多地中午谷电推高收益率多地分布式光伏无接入容量，配置储能成为破局之法。2023年下半年以来，已有多地发布了分布式光伏接网预警，10月河南省能源大数据中心公布了截止到今年第三季度各地市分布式光伏可开放容量，18地市可开放容量仅剩下8.58GW，省内大部分区域承载力评估等级为红色、黄色，需要分别配置不低于项目装机容量20%、2小时和15%、2小时的储能装置方可并网。截至2022年11月，河北南网104个县中已有53个县无分布式光伏接入空间，其他51个县剩余接入空间也只有2.065GW，新增并网项目按要求需配置15%、2小时的储能。图表12：2023年各地要求分布式光伏配置储能省份时间分布式光伏配储政策山东德州6月1日针对非自然人分布式光伏项目，黄色、红色区域:储能配置比例不少于15%、2小时。湖南6月5日除扶贫、户用自然人项目外，其他分布式（含存量）配储比例不低于装机容量10%、2小时。浙江金华8月2日要求新建设的非居民分布式光伏发电项目需配储比例不低于装机容量10%、2小时。安徽安庆鼓励分布式光伏在消纳困难区域按15-20%比例集中配置或租赁独立储能设施，承诺配储的项目优先接入消9月28日纳，其配套储能项目与光伏项目同步并网。河北10月20日冀北电网和南网分别按照20%、15%比例配置储能，时长不低于2小时。河南11月2日明确各级电网主变（配变）所接入的光伏容量（含已备案在建或待建容量）不应超过设备额定容量的80%。根据不同变电站的承载力评估结果，黄色区域需要配储15%2小时，红色区域需要配储20%2小时。来源：各省市政府部门、北极星储能网，，国金证券研究所图表13：河南省分布式光伏承载力评估结果显示可开发容量仅剩下8.58GW来源：河南省能源大数据中心，国金证券研究所今年以来多地执行午间谷段电价，利好工商业储能。2021年国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，目的在于引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。随着光伏发电占比进一步提升，今年以来国内越来越多地区开始执行午间谷段电价，以鼓励用户侧储能、电动车充电桩等可调节负荷在光伏出力高峰期用电，改善午间电力供需过剩的问题。以2023年11月电网企业代理购电价格来看，目前已有至少包括浙江、山东、湖北、河北、宁夏等11个省市在中午执行谷段电价，白天新增谷段电价使得部分地区的峰谷价差扩大，有望推动当地工商业储能的发展。敬请参阅最后一页特别声明8扫码获取更多服务行业年度报告图表14：多个省份在光伏主要出力时段设置低谷电价来源：国家电网、南方电网，国金证券研究所根据测算，“两充两放”模式下储能收益率普遍较高，目前浙江、广东、江苏、重庆、海南、安徽、上海、湖南、湖北、河南、陕西等省市可在理论上实现储能电站每天“两充两放”，其中东部省份因工业用电需求高、峰谷价差更大，工商业储能收益率及投资积极性最高。根据中关村储能产业技术联盟统计，今年6月份全国备案的工商业储能项目中，江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到81%。随着储能成本下降，更多地区的工商业储能项目将具备经济性。图表15：浙江1,7,8,12月份峰谷时段图表16：浙江其他月份峰谷时段来源：国家电网，国金证券研究所来源：国家电网，国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明9扫码获取更多服务行业年度报告图表17：“两充两放”地区工商业储能项目假设图表18：“两充两放”地区工商业储能项目税后IRR储能电站容量500kw1000kwh平均每次峰谷套利储能建设成本（元/Wh）空间（元/kWh）1.11.21.31.4每日充放次数2次/天1.09%6%4%3%1.50.5012%12%10%7%5%1%每年充放天数300天/年0.5516%16%13%10%8%4%0.6019%19%16%13%11%6%放电深度90%0.6523%23%19%16%13%9%0.7027%26%22%19%16%11%充放电效率95%0.7531%30%25%22%19%14%0.8035%33%29%25%21%16%每年衰减3.0%0.8540%19%工作寿命10年运维成本3万元所得税税率20%来源：国金证券研究所测算来源：国金证券研究所测算此外，山东工商业储能电站虽然只能实现每天“一充一放”，但由于当地峰谷价差较大，夏季峰谷价差达0.85元/kWh,春秋冬三季因白天存在2-3h深谷电价，峰谷价差高达0.95元/kWh，项目也具有较高经济性。根据测算，当储能建设成本低于1.4元/Wh时，山东地区工商业储能税后全投资IRR可达到9%以上。图表19：山东夏季峰谷时段图表20：山东春季峰谷时段来源：国家电网，国金证券研究所来源：国家电网，国金证券研究所（秋、冬季峰谷时段与春季类似）图表21：“一充一放”地区工商业储能项目假设图表22：“一充一放”地区工商业储能项目税后IRR储能电站容量500kw1000kwh平均每次峰谷套利储能建设成本（元/Wh）空间（元/kWh）1.11.21.31.4每日充放次数1次/天1.02%0%-1%-2%1.50.503%5%4%2%1%-3%每年充放天数300天/年0.607%8%6%5%4%0%0.7010%11%9%8%6%3%放电深度90%0.8013%14%12%10%9%5%0.9017%17%15%13%11%7%充放电效率95%1.0020%20%18%15%14%10%1.1024%23%21%18%16%12%每年衰减1.5%1.2027%14%工作寿命15年运维成本1.5万元所得税税率20%来源：国金证券研究所测算来源：国金证券研究所测算我们按照当前工商业储能建设成本1.3元/Wh测算，国内大部分“两充两放”省市的税后全投资IRR可达到8%以上，山东作为唯一一个具备经济性的“一充一放”省份，项目税后全投资IRR可达到9.83%。敬请参阅最后一页特别声明10扫码获取更多服务行业年度报告图表23：储能建设成本1.3元/Wh时对应各地区税后全投资IRR来源：国金证券研究所（除山东外，其他地区均为两充两放）1.1.3大储、分布式配储比例提升，预计2024年装机有望达到30.6GW/70.4GWh2023年1-9月国内光伏、风电新增装机分别为128.9、33.5GW，储能新增装机为12.0GW/24.4GWh，对应平均配储比例为7.4%，配储时长2.0小时；假设2023年光伏、风电新增装机分别为180、65GW，测算对应储能需求为18.1GW/36.8GWh。考虑到2024年各省市配储比例提升及部分地区分布式光伏配储的情况，测算全国加权平均配储比例为12.0%，配储时长2.3小时，保守假设2024年光伏、风电新增装机分别为180、75GW，对应储能需求为30.6GW/70.4GWh，同比增长69%/91%。图表24：预计2024年中国储能装机为30.6GW/70.4GWh2024年2023年储能装机光伏风电合计光伏风电合计YOY新能源装机1807525518065245配储比例12.0%12.0%12.0%7.4%7.4%7.4%配储时长2.32.32.32.02.02.0储能功率21.69.030.613.34.818.169%储能能量49.720.770.427.09.836.891%来源：国金证券研究所预测图表25：预计2024年中国新能源项目平均配储比例为13%2023年1-9月光伏装机（GW）2024年配储比例2024年配储时长（小时）合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用9%全国128.9061.9034.2033.0012%16%10%2.32.52.01.915%北京0.090.000.080.0115%天津1.741.150.440.1510%15%2.02.0河北4.891.841.341.7013%10%15%2.02.02.02.0山西4.562.990.291.2810%15%2.02.0山东9.592.303.483.8821%20%15%2.02.02.02.0内蒙古2.582.180.190.2113%15%2.02.0辽宁2.671.220.650.807%15%3.03.0吉林0.330.180.050.108%15%2.02.0黑龙江0.580.170.240.174%15%2.02.0上海0.610.160.440.0211%15%10%2.02.02.0敬请参阅最后一页特别声明11扫码获取更多服务行业年度报告2023年1-9月光伏装机（GW）2024年配储比例2024年配储时长（小时）合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用合计集中式工商业户用6%15%江苏9.140.764.983.4010%10%10%15%2.02.02.015%10%浙江5.610.315.130.170%10%10%2.02.02.02%安徽7.821.202.743.8815%15%15%2.02.02.02.014%福建2.940.051.661.249%10%2.02.00%江西5.361.311.072.989%10%2.02.08%河南10.730.152.068.5215%20%15%2.02.02.02.010%湖北8.836.191.511.149%20%2.02.025%湖南3.510.571.341.6019%5%10%1.02.02.012%重庆0.470.010.450.0110%15%2.02.011%四川1.661.550.090.0210%10%2.02.014%陕西4.033.160.000.8710%2.02.0甘肃6.015.920.060.0315%2.02.0青海3.243.230.010.0010%5%2.02.02.0宁夏4.253.980.270.0110%2.02.0新疆8.828.820.000.0025%4.04.0西藏0.690.670.020.0020%4.04.0广东5.971.903.470.6010%15%1.71.02.0广西3.041.961.040.0415%2.02.0海南1.410.700.610.1010%15%2.02.02.0贵州0.550.520.020.0010%2.02.0云南7.216.730.420.0615%2.02.0来源：国家能源局，国金证券研究所预测1.2美国：原材料价格成“双刃剑”，24年表前表后需求有望共振向上1.2.1大储：观望情绪下装机仍实现高增，利率见顶需求预期边际向好1H23美国新增装机7.7GWh，同比增长33.5%，平均配储时长3.15小时。其中表前大储、工商业储、户储装机分别为6.67、0.31、0.77GWh，同比增长35%、118%、8%，装机占比分别为86%、4%、10%。图表26：2018-2023H1美国储能新增装机（GWh）图表27：1H23美国储能新增装机分布（GWh）来源：伍德麦肯兹，国金证券研究所来源：伍德麦肯兹，国金证券研究所2023年前三季度美国大储新增装机4374MW/13444MWh，同比增长41%/46%，已超过去年全年装机量。其中Q3新增装机2142MW/6227MWh，同比增长79%/124%，环比增长42%/22%。但从同比增速来看，2023年前三季度装机增速较2022年同期有所放缓，我们分析主要是由以下因素导致：1）碳酸锂价格快速下跌导致观望；2）短期利率提升；3）并网延迟/拥堵。敬请参阅最后一页特别声明12扫码获取更多服务行业年度报告图表28：美国2010-2023YTD大储新增装机（MW）图表29：美国2010-2023YTD大储新增装机（MWh）来源：ACP，国金证券研究所来源：ACP，国金证券研究所原材料价格见底，利率见顶向下，或成为2024年大储需求转机。年初以来碳酸锂价格加速下跌，虽然美国储能系统价格基本上跟随原材料价格下跌，但整体报价仍滞后于国内，根据半年左右的订单周期测算，我们估计美储单价比国内高0.4~0.5元/Wh，短期明确的降价趋势下终端需求存在观望情绪。图表30：2021-2023年电池级碳酸锂价格持续下跌图表31：2023年美国浮动贷款利率上升至近几年新高来源：SMM，国金证券研究所来源：mortgagenewsdaily，国金证券研究所此外，今年美联储多次的加息政策使得部分项目盈利承受一定压力，11月美联储如期宣布不加息，近期美国十年国债利率拐头向下。根据CMEFedWatch数据显示，当前市场认为美联储在明年5月开启降息周期的可能性约为60%，预计到2024年底利率将下降约100个基点。根据测算，当储能建设成本从0.2美元/Wh下降至0.18美元/Wh时，项目收益率可至少提升5pct，同时贷款利率每下降100个基点，项目收益率将提升1.4pct。我们判断2024H1随着碳酸锂价格加速见底，以及美联储降息政策的逐步落地，储能电站IRR有望得到显著改善，装机增速或有望超预期。图表32：储能建设成本与贷款利率对大储收益率影响的敏感性测算储能建设成本（美9%8%贷款利率6%5%元/Wh）14.3%15.8%7%18.6%19.9%0.2016.9%18.3%21.0%22.2%0.1919.6%21.0%17.3%23.6%24.7%0.1822.6%23.9%19.7%26.3%27.4%0.1725.8%27.1%22.3%29.2%30.2%0.1629.2%30.4%25.2%32.4%33.4%0.1528.2%31.4%来源：LAZARD，国金证券研究所并网拥堵问题引起重视，FERC2023号令有望优化流程、加快项目落地。敬请参阅最后一页特别声明13扫码获取更多服务行业年度报告根据BerkeleyLab的统计，美国电池储能项目从申请至投运所需时间从2020年的1.5年增长至2022年的2.6年，光伏+储能项目的并网周期也较2021年增加了3.1年，变压器供货周期长、组件供给紧张及电池系统涨价，截至2023年6月加州申请并网的项目规模达到536GW，较2021年新增354GW（2022年加州暂停并网申请），其中绝大部分为光伏+储能及独立储能项目，给运营商的并网审核带来巨大挑战。图表33：2022年美国储能项目并网周期有所增长图表34：2023年加州申请并网项目大规模爆发（GW）来源：BerkeleyLab，国金证券研究所来源：S&PGlobal，国金证券研究所针对日益严重的并网拥堵问题，2023年7月28日美国联邦能源监管委员会（FERC）发布第2023号令，要求改革FERC的预估互连程序和输电提供商开放获取输电资费中的形式互连协议，有望优化并网审批流程、加快项目落地速度。图表35：FERC2023号令针对并网拥堵的改革举措改革要点具体内容先就绪先得从先到先得（串行）过渡到先就绪先得的集群研究，即在特定时间内提交的单个请求以相同优先级一起处理抑制投机性申请增加对开发商的财务承诺、商业准备押金和撤销的罚金延误处罚取消“合理努力”标准，对进行研究的输电提供商或输电所有者明确研究截止日期和延误处罚共址项目无需重新排队允许队列中的项目在不改变原发电容量的前提下，增加电力储存或其他设施而无需重新排队来源：FERC，国金证券研究所从大储装机分布来看，美国大储主要由光伏+储能及独立储能项目构成，规模占到大储总装机量的97%。近两年受到光伏供应链拖累及IRA法案对独立储能ITC补贴的影响，光伏+储能新增装机占比有所下滑，虽然储能渗透率的快速提升对冲了光伏装机下滑的负面影响，但光伏装机增速仍对大储装机影响巨大。图表36：美国新增光伏的储能配置率提升（GW）图表37：美国新增大型储能装机分布（GWh）来源：BerkeleyLab，国金证券研究所（仅统计规模＞5MW的光伏项目）来源：BerkeleyLab，国金证券研究所（仅统计规模＞5MW的光伏项目）随着中美关系边际改善，我们预计美国光伏供应链问题有望得到缓解，光伏新增装机增速有望维持高速增长，进而推动储能装机增长。我们预计2023-2024年美国光伏新增装机分别为30、45GW，同比增长49%、50%，大储新增装机分别为21、38GWh，同比增长72%、81%。敬请参阅最后一页特别声明14扫码获取更多服务行业年度报告图表38：预计2024年美国光伏新增装机为45GW图表39：预计2024年美国大储新增装机为38GWh来源：伍德麦肯兹，国金证券研究所来源：伍德麦肯兹，国金证券研究所1.2.2户储：受到利率影响更大，明年需求有望迎来拐点2022年美国户储新增装机1.5GWh，同比增长57%，占户用光伏装机的比例由2021年9.0%提升至10.2%。2023H1户储新增装机0.77GWh，同比增长8%，但由于电池供应链限制、利率较高等因素，户储渗透率自去年下半年开始已连跌三季度。图表40：美国户用光伏的储能渗透率（季度）图表41：美国终端客户户储安装的驱动因素来源：伍德麦肯兹，国金证券研究所来源：EnergySage、EESA，国金证券研究所美国终端客户安装户储的主要目的是节省电费和备用电源。从美国居民电价来看，2023年美国平均居民电价约为16美分/kWh，远低于欧洲平均水平，但夏威夷州、加州、康涅狄格州、马萨诸塞州、罗得岛州、新罕布什尔州等多个地区居民电价高于25美分/kWh，且近几年受到燃料和输配电成本上涨的影响，电价呈现逐渐增长的趋势，刺激当地户储的安装热情。图表42：美国平均居民电价最高的州（美分/kWh）图表43：美国平均居民电价持续上涨（美分/kWh）来源：EIA，国金证券研究所来源：EIA，国金证券研究所以加州为例，2022年加州居民电价26.5美分/kWh，户用光储安装成本4.9美元/kW，五敬请参阅最后一页特别声明15扫码获取更多服务行业年度报告年期银行贷款利率3%，享受ITC30%退税后，测算户储度电成本（LCOE）为0.29美元/kWh，由于加州大部分户储项目可享受至少0.15美元/Wh的加州政府自发电奖励计划（SGIP）补贴，则户储LCOE降低至0.26美元/kWh，低于当地电价，具有较高的投资收益。进入2023年后，美国银行贷款利率一路攀升至7%，对本就处于经济性临界点的户储投资造成了比较大的影响，同时成本端受到贸易政策影响，降本速度滞后于其他市场，导致2023年户储LCOE高于2022年，客户短期投资积极性不高。此外，备用电源作为纯消费类支出，随着利率上升以及替代品——天然气价格回落，终端客户安装的热情也有所减弱。我们认为，2024年户储需求或迎来转机，首先终端渠道价格的传导具有一定滞后性，随着下半年户用光伏及储能价格的进一步下降，以及利率从高位回落，户储LCOE将回到与2022年接近的水平，经济性再次凸显，其次加州NEM3.0正式执行，也将促进户储渗透率的提升。图表44：加州净计量电价收费机制（NEM）政策执行时间主要内容NEM1.01996年光伏可向电网输送电量并在自己的电费账单上扣除，也就是只计算“净消费”电量NEM2.02017年7月仍可向电网输送电量并直接抵扣，但必须支付一笔75-145美元不等的电网互连费用，并支付NBC费用，平均2-3美分/kwhNEM3.02023年4月光伏余量上网电价不再等同于零售购电电价，用户向电网送电将以浮动上网电价结算，大幅降低了电力公司对光伏余电的回收价格(NEM2.0的光伏回收价格约0.3美元/kwh，NEM3.0后将降低至0.08美元/kwh)来源：CPUC、InfoLink，国金证券研究所图表45：2022年美国户用光储安装成本中位数4.9美元图表46：加州NEM3.0有望提升光伏+储能安装积极性来源：BerkeleyLab，国金证券研究所来源：BNEF，国金证券研究所图表47：加州户用光储系统度电成本测算20222023E2024E5.805.805.80参数名称13.5013.5013.50光伏系统装机容量（kW）$4.9$4.8$4.3储能系统装机容量（kWh）-2%-10%光储系统成本（美元/W）1%3%（首年）、0.5%5%1%1%YoY3.0%5%5%组件衰减率0.297.0%6.0%维护费用率0.260.360.300.270.320.27设备残值0.30＞0.30折现率LCOE：SGIP=0（美元/kWh）16LCOE：SGIP=0.15（美元/kWh）加州居民电价（美元/kWh）来源：BerkeleyLab、EIA，国金证券研究所测算敬请参阅最后一页特别声明扫码获取更多服务行业年度报告1.3欧洲：大储政策、招标迎来爆发，户储去库结束出货有望恢复增长根据欧洲储能协会（EASE）统计，2022年欧洲储能新增装机4.5GW，其中表前储能（大储）/户储分别为2/2.5GW；从表前储能装机区域来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的大储市场，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为16%、12%、11%。图表48：2022年欧洲新增储能装机分布（MW）图表49：2022年欧洲表前储能新增装机市场（MW）来源：EASE、LCP-Delta，国金证券研究所来源：EASE、LCP-Delta，国金证券研究所2023年3月14日，欧盟委员会发布了电力市场改革草案，7月19日欧洲议会正式投票通过了电力市场设计改革方案。此次改革的重心主要是完善长期电力市场的流动性和可靠性，通过对欧盟相关电力法规等进行修改，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动，同时鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。图表50：2023年欧洲发布多项储能支持政策，从顶层架构层面强调新型储能的重要作用时间政策内容2022年12月14日REPowerEU修正案包括加快欧盟清洁能源项目许可的措施，以及允许加快共址电池储能项目许可的建议。2023年3月14日明确了未来十年的研发创新优先事项，提出需投入共计约45亿欧元，围绕9大应用场《2022-2031年综合能景实施63项研发创新优先项目。其中主要举措包括优化跨部门集成和电网级储能、可源系统研发路线图》再生能源大规模并入输配电网等技术方向。2023年7月19日欧盟电力市场设计改鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以革方案减少短期价格波动；鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报。来源：欧盟委员会、欧洲议会，国金证券研究所此外欧洲各国针对大型储能的相关支持政策及招标速度明显加快。根据我们统计，英国、意大利、西班牙、希腊等国大储储备项目数量较前几年显著增长，目前英国已获批的大储项目规模达到20.2GW，呈爆发式增长。图表51：今年以来欧洲各国大储规划及建设加速国家政策英国可再生能源投资企业CIP确认其位于苏格兰的0.5GW/1GWh电池储能系统已准备好开工。英国根据英国电网的输电系统运营商，总计约10GW的19个电池储能系统项目将比当前协议平均提前四年并网。希腊希腊能源监管局RAAEY制定了1GW的储能采购计划，并于今年8月完成了首次400MW储能拍卖。欧盟欧盟启动了一项用于包括储能在内的清洁能源项目的40亿欧元的补贴项目。意大利LemonSistemi和VoltESG签署了2GW的储能项目开发合同，项目选址在意大利南部及其附近的主要岛屿。意大利意大利监管机构批准了电网规模储能的新拍卖规则，允许Terna进行大规模的电池储能系统拍卖，同时批准了英国开发商AuraPower的200MW/800MWh电池储能系统项目西班牙西班牙政府多元化和节能机构（IDAE）在其经济复苏和转型战略项目招标中首次授予了880MW/1,809MWh的储能项目。敬请参阅最后一页特别声明17扫码获取更多服务行业年度报告国家政策西班牙西班牙政府计划为独立储能、热储能和可逆抽水蓄能项目拨款2.8亿欧元(3.1亿美元)，项目将于2026年上线。意大利开发商AlteaGreenPower在意大利启动了四个总容量为1GW的电池储能电站项目，预计于2024年上半年完工。来源：energy-storagenews，国金证券研究所图表52：英国公用事业规模储能项目Pipeline持续增长（MW）来源：SolarMedia，国金证券研究所根据欧洲储能协会预测，2023年欧洲大储新增装机将达到3.7GW，同比增长95%，其中英国、意大利、法国、德国、爱尔兰、瑞典为装机主力市场，我们预计2024年西班牙、德国、希腊等市场在政策支持下大储需求有望加速释放，推动2024年欧洲新增装机达到5.3GW，同比增长41%。图表53：预计2024年欧洲新增大型储能装机达到5.3GW，同比增长41%（MW）来源：EASE、LCP-Delta，国金证券研究所2023年欧洲天然气价格下行带动终端居民电价从去年底高位回落，根据Energypriceindex的统计，2023年10月欧洲各国首都平均居民电价为24.22欧分/千瓦时，较去年同期下降25%，较2021年10月增长20%。虽然电价有所回落，但仍显著高于历史大多数时间，户储装机积极性不减，根据EESA统计，截至3Q23欧洲主要户储市场新增装机较去年同期实现翻倍增长，我们预计2023-2024年欧洲户储新增装机分别为9.4、13.0GWh，同比增长72%、38%。敬请参阅最后一页特别声明18扫码获取更多服务行业年度报告图表54：2023年欧洲居民电价从高位回落图表55：预计2024年欧洲户储新增装机13GWh来源：Energypriceindex，国金证券研究所来源：SPE、EESA，国金证券研究所根据BNEF统计，2023年欧洲户用光伏中储能渗透率的平均值为25%，仍有很大提升空间。欧洲户储装机规模较高的市场中，2023年德国户储渗透率为78%，基本上与2022年高点持平，虽然居民电价较高位有所回落，但由于户储成本持续下降，整体投资回报率依然具备吸引力；2023年意大利户储渗透率不到70%，较2022年下降7pct，主要是因为年初意大利取消Superbonus补贴，导致市场骤然降温。从出口数据来看，2H23逆变器出口至欧洲的金额同比下降明显，一方面是天然气价格下降、补贴退坡导致下游需求逐渐疲软，另一方面，渠道从前期因担心供不应求而囤积库存，转向因担心降价导致库存损失而加快去库，使得2H23新增订单进一步萎缩。我们判断，随着库存逐步下降至合理状态，叠加2Q24欧洲装机旺季的到来，有望推动户储出货恢复同比增长。图表56：2023年欧洲新增户用光伏中储能安装率达到图表57：2H23逆变器出口欧洲金额同比下降（亿元）20%以上来源：BNEF，国金证券研究所来源：海关总署，国金证券研究所2、收入增速、盈利能力分化，头部企业强者恒强2.1储能系统集成商：国内外盈利差扩大，头部企业强者恒强随着储能电池供应链紧张的问题得到缓解，国内储能系统集成商的竞争日益激烈，产品也呈现出同质化趋势，价格成为企业获取订单的关键因素，导致整个行业盈利能力低下。但我们认为，仅仅依靠低价的竞争策略不具备可持续性，未来具有全球业务布局、垂直一体化产业链及良好的可融资性能力背书的企业才能最终突出重围。1）全球业务布局能带来更高的盈利能力和市场份额从盈利能力来看，2023年电池供应链警报解除之后，各储能系统集成商盈利能力开始呈现出完全不同的走势，海外订单获取能力强的公司盈利能力迅速修复，甚至部分企业表现出明显的超额利润，我们判断这主要得益于头部企业更接近终端的客户资源和更提前的锁单能力。同时，海外高盈利订单使得头部企业在争取国内订单时更加从容，可以给出更有优势的报价以获得较高的市场份额。展望2024年，随着碳酸锂降价速度逐步趋缓，海外储能系统订单的超额利润或难以再进敬请参阅最后一页特别声明19扫码获取更多服务行业年度报告一步扩大，但考虑到海外市场更高的进入门槛和更好的竞争格局，我们认为头部系统集成商仍将在订单获取和毛利率上持续领先同行。图表58：储能系统集成商盈利能力出现分化来源：Wind，国金证券研究所2）垂直一体化产业链储能系统集成产业链包括电池、BMS、PCS、EMS等环节，其中成本占比最高、对性能、安全影响最大的设备主要为电池和PCS。随着下游客户对产品提出更细化的要求，储能系统集成商不再仅仅是硬件的“攒成商”，如何优化电池充放电、保证数千个电芯安全运行更考验集成商的实力。目前储能系统集成市场鱼龙混杂，跨界企业众多，但同时越来越多头部企业通过垂直一体化深入介入系统集成的各个环节，自上而下完善产品设计与生产，我们认为具备一体化垂直制造能力的企业将更有竞争力。图表59：2023年上半年储能系统中标企业中大部分具备垂直一体化制造能力（MWh）来源：中关村储能产业技术联盟，国金证券研究所3）良好的可融资性能力近年来储能成本上升、回本周期长等因素使得项目投融资难度增大，高可靠、高融资实力的品牌更容易得到海外开发商及金融机构的青睐。2022年BNEF对62家电池制造商、PCS供应商和储能系统集成商的可融资性调研结果显示，宁德时代和特斯拉被认为是可融资性最高的电池供应商，SMA和PowerElectronics是可融资性最高的PCS供应商，通用电气和Fluence是可融资性最高的储能系统供应商。在储能系统集成商的可融资性排名中，国内仅有6家储能系统集成商登上前21榜单，分别为阳光电源、比亚迪、宁德时代、天合储能、阿特斯、南都电源，均为国内知名上市公司，今年以来在海外取得不少优质订单。敬请参阅最后一页特别声明20扫码获取更多服务行业年度报告图表60：2022年储能系统集成商可融资性能力排名来源：BNEF，国金证券研究所图表61：今年以来国内上市公司海外大储订单需求旺盛时间企业规模签约内容2023/12/7阿特斯500MW/1170MWh为其位于英国苏格兰的“科尔本一号（Coalburn1）”项目提供500MW/1170MWh的储能系统解决方案2023/12/6阿特斯113MW/226MWh向ENGIE交付113MW/226MWh一站式储能系统解决方案2023/11/29阿特斯240MW/480MWh为240MW/480MWh的萨默菲尔德储能项目提供储能系统2023/10/26阿特斯200MW/800MWh为DEPCOMPower和TucsonElectricPower位于美国亚利桑那州的储能项目提供200MW/800MWh电池储能解决方案2023/8/17阿特斯1200MWh向RecurrentEnergy位于美国亚利桑那州的“Papago”储能项目交付1,200MWh(AC，交流)的储能系统解决方案。2023/11/10海辰储能1000MWh与美国储能项目开发商PerfectPower签订谅解备忘录，承诺为其供应1GWh的电池产品。2023/11/1阳光电源3000MWh与澳大利亚清洁能源转型基金（CETF）签订供应3GWh储能系统的战略合作协议2023/10/12晶科能源4.82MWh为尼日利亚SOLARMATE工程有限公司提供4.82MWh地面电站液冷储能系统产品SunTera2023/10/10晶科能源15MWh为日本九州开发商GW供应15MWhSunGiga工商业储能产品2023/9/19宁德时代700MW/2800MWh被选为西澳大利亚州两个合计700MW/2800MWh的储能项目的电池供应商2023/9/19阳光电源60MW/132MWh为智利一家运营中的光伏电站提供60MW/132MWh的储能系统2023/8/11阳光电源127MWh为以色列EDFRenewables提供127MWh液冷电池储能系统2023/10/12南都电源178MWh与英国某储能项目公司签署178MWh储能系统《采购合同》2023/10/31南都电源与上海电力设计院物资有限公司签署《采购合同》，为该公司的澳大利亚项目提供锂电池储能系统，合同金额约3.35亿元与日本奈良森林资源保护公司签署储能产品长期意向合作协议。从2024年2023/11/23天合光能30+MWh开始，天合光能将向日本奈良森林公司提供超过30MWh的Elementa系列储能产品及解决方案来源：energy-storagenews，国金证券研究所敬请参阅最后一页特别声明21扫码获取更多服务行业年度报告2.2逆变器：行业洗牌期马太效应显现，海外库存压力有望逐季度改善受到去年底至今年初海外渠道库存累积的影响，2Q23-3Q23分布式逆变器公司收入及出货环比出现下滑，虽然逆变器毛利率整体上保持稳定，甚至部分公司受到汇兑收益影响环比有所提升，但由于近两年行业快速扩张、人力/渠道投入加大，公司净利润的下滑幅度更为明显。同时终端渠道商也在去库过程中经历着考验，经营杠杆高的渠道商后续将面临出清风险。随着近期渠道库存逐渐消化，我们预计分布式逆变器/户储出货有望逐季度改善，届时行业将进一步向客户资源优质、资金实力强、品牌知名度高的公司集中。图表62：2Q23-3Q23大部分逆变器公司收入增长承压图表63：2023年逆变器公司毛利率基本保持稳定（亿元）来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所国内中大型逆变器毛利率较低，新进入者少，已形成相对稳定的市场格局，随着今年IGBT模块供应紧张问题逐步得到解决，我们判断明年SiC产品或成为头部玩家差异化布局的重点，新一代产品迭代有望助其继续保持市占率和盈利能力优势。今年国内大储及工商业储能需求旺盛，但由于新进入者也主要在储能PCS环节发力，导致竞争加剧、PCS毛利率较此前有所回落，超额利润主要来自海外市场。目前头部储能系统集成商如阳光电源、特斯拉、科华数据的PCS均为自研自制，第三方PCS供应商的下游客户主要为部分储能系统集成商及开发商，在海外有稳定客户资源的公司有望充分受益需求增长。图表64：2023年上能电气逆变器毛利率保持稳定图表65：2023盛弘股份储能PCS毛利率同比下降来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所3、投资建议预计2023-2024年全球储能新增装机分别为94.6、173.4GWh，同比增长101%、83%。大储装机分别为74.0、138.0GWh，同比增长111%、86%；工商业储能分别为6.2、14.4GWh，同比增长107%、132%；户储分别为14.4、21.0GWh，同比增长60%、46%。从量来看，大储及工商业储能市场装机增速最高，降息背景下相关公司出货有望超预期，户储装机增速次之，预计4Q23起库存&出货有望逐季度边际改善。从利来看，明年海外大储系统集成商仍可享受碳酸锂降价红利，国内大储系统集成商及PCS公司盈利已处于底部，但行业出清尚需时日，建议首选海外出货占比高且具有垂直一敬请参阅最后一页特别声明22扫码获取更多服务行业年度报告体化制造能力的头部储能系统集成商，其次海外出货占比高的PCS企业。具体投资标的推荐排序：1）大储（系统&PCS）：随着国内外储能订单盈利能力差距的拉大，未来具备全球渠道布局、垂直一体化制造能力和良好可融资性企业的优势将进一步扩大，重点推荐阳光电源、宁德时代、阿特斯、盛弘股份、南都电源、禾望电气、科华数据、上能电气。图表66：2022年全球储能系统集成商市场份额图表67：全球主要市场储能系统集成商出货前三第一名第二名第三名北美前三特斯拉Fluence阳光电源市占率25%22%13%欧洲前三FluenceNidec比亚迪市占率19%18%17%亚太前三阳光电源中国中车海博思创市占率25%24%16%来源：伍德麦肯兹，国金证券研究所来源：伍德麦肯兹，国金证券研究所2）工商业储能（PCS&运营商）：受益于原材料降价及峰谷价差扩大，国内工商业储能经济性提升，具有优质工商业客户资源的公司将获得较高收益率，重点推荐盛弘股份、芯能科技、苏文电能。3）户储：虽然天然气降价后海外户储装机增速有所下降，但考虑到户储作为2023年股价调整最为充分的储能板块之一，且边际上看业绩压力最大阶段已过、终端项目投资收益率有改善迹象，我们预计随着海外渠道库存周转加快、相关公司出货增速逐季度边际向上等因素有望成为板块估值修复的催化剂，建议关注科士达、固德威、德业股份、昱能科技、禾迈股份、锦浪科技。图表68：储能相关公司估值表（截至2023年12月22日）代码名称总市值股价归母净利润（亿元）PE（亿元）（元）2023E83.01202120222023E2024E2025E2021202212.52024E2025E1,233156.2915.83160.2877.934.315.610.07.7300274.SZ阳光电源6,87529.91159.3135.9398.76122.71666.1343.222.425.812.710.3300750.SZ宁德时代10726.600.59181.8131.321.616.111.1300827.SZ上能电气1235.334.39307.29440.09540.289.6428.049.4108.115.211.1002335.SZ科华数据28.49-6.6511.06-13.3-87.421.924.012.0002121.SZ科陆电子8924.181.130.824.166.657.3777.739.420.616.011.2300693.SZ盛弘股份8812.142.807.8738.340.214.216.513.4603063.SH禾望电气10726.71-13.702.485.698.087.99-7.731.818.29.26.8300068.SZ南都电源10610.861.1615.5232.229.022.613.811.1688663.SH3729.791.10-1.010.823.693.3649.428.418.116.813.4603105.SH新风光5426.983.014.0720.524.115.613.310.2300982.SZ芯能科技6267.283.732.244.025.516.0642.424.120.711.49.0002518.SZ苏文电能158118.584.7417.6256.925.414.913.49.8300763.SZ科士达27073.312.802.675.216.4927.6273.331.614.310.37.7688390.SH锦浪科技205262.995.7926.6354.520.830.510.07.6605117.SH固德威315120.102.023.317.4111.4541.49108.641.141.118.312.9688032.SH德业股份219102.581.0317.04130.737.316.727.020.3688348.SH禾迈股份1353.161.292.052.716.6457.014.211.28.0688063.SH昱能科技18022.53派能科技1.922.403.232.563.404.646.5610.1713.8610.6013.0320.096.4913.7619.9715.1722.0431.595.337.1811.993.613.274.9912.7310.7916.04来源：Wind，国金证券研究所（带“星号”公司采用国金证券盈利预测，其余公司采用Wind一致盈利预期）4、风险提示国际贸易环境恶化风险：近年来欧美有自建储能产业链的诉求，若欧美对国内储能制造业施加高关税等贸易壁垒限制（尽管这种壁垒可能导致其使用清洁能源的成本上升），可能将导致相关公司业绩受到影响。汇率大幅波动风险：储能相关公司海外收入占比较高，若未来汇率出现大幅波动，相关公敬请参阅最后一页特别声明23扫码获取更多服务行业年度报告司有产生汇兑损失的可能，或将导致净利润表现不及预期。政策不及预期风险：储能的发展离不开近几年政策的大力支持，但若后续各国政策实行过程中存在阻力导致执行情况不及预期，可能导致实际储能市场增速低于预期。行业产能非理性扩张的风险：在储能行业爆发的背景下，各环节产能扩张明显加速，可能导致部分环节出现阶段性竞争格局和盈利能力恶化的风险。敬请参阅最后一页特别声明24扫码获取更多服务行业年度报告行业投资评级的说明：买入：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在15%以上；增持：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%－15%；中性：预期未来3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%－5%；减持：预期未来3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。敬请参阅最后一页特别声明25扫码获取更多服务行业年度报告特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3级(含C3级）的投资者使用；本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收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